德国《可再生能源法》陆上风电修订内容解读

2016-11-09 09:56 [风能] 来源于：《风能》作者：《风能》

导读：背景德国《可再生能源法》最新修订法案(EEG2017)将于2017 年1 月1 日起正式施行。与2014 年的《可再生能源法》(EEG 2014)相比，EEG 2017 规定，正式实行可再生能源项目招标竞价机制(在EEG 2014 中已被提出)，该国可再生能源发电行业专项补贴资金监管框架由

背景

德国《可再生能源法》最新修订法案(EEG2017)将于2017 年1 月1 日起正式施行。与2014 年的《可再生能源法》(EEG 2014)相比，EEG 2017 规定，正式实行可再生能源项目招标竞价机制(在EEG 2014 中已被提出)，该国可再生能源发电行业专项补贴资金监管框架由此产生变化。

对风电行业而言，EEG 2017 正式施行后，德国政府将对此前实施的上网电价补贴政策(FiT)进行调整——只面向新一轮竞价机制下招标成功的风电项目拨放专项补贴资金，并通过规定年度招标规模的方式，避免风能资源过度开发。同时，对风电并网压力较大的的德国北部地区的风能资源开发规模作额外限制。

针对陆上风电项目，EEG 2017 引入了统一的项目发电能力评估模型，并对“发电量”和“选址标准参考”中提及的名词含义进行了重新界定。EEG 2017 明确，陆上风电项目的投标电价不得高于每千瓦时7 欧分(约合人民币0.53 元);项目补贴执行年限为20 年。

陆上风电招标规模设定

EEG 2017 明确规定，2017 年至2019年间，德国陆上风电每年新增装机容量不超过280 万千瓦;2020 年起则每年开放290万千瓦的招标规模。与EEG 2014 不同的是，EEG 2017 中规定的风电净装机总量不包含退役机组。

根据EEG 2017，德国陆上风电年度招标规模依据最高每千瓦时7 欧分(约合人民币0.53 元)的中标价格而确定，将于2017 年举办3 轮招标会，分别在当年的5 月1 日(80万千瓦)、8 月1 日(100 万千瓦)、11 月1 日(100 万千瓦);2018 年至2019 年，每年举办4 轮招标会，分别在当年的2 月1 日、5 月1 日、8 月1 日与11 月1 日，招标规模均为70 万千瓦;2020 年起，每年举办3 轮招标会，分别在当年的2 月1 日(100 万千瓦)、6 月1 日(95万千瓦)与10 月1 日(95 万千瓦)。自2018年起，上年剩余的招标规模将增至下一年。

此外，EEG 2017 制定了限制德国北部地区风电新增装机规模的相关条款，具体针对电网输送能力有限的地区(根据区域电网和地区边界划分，包括毗邻地区;在德国国土面积中所占比例不超过20%)。同时，明确此类地区招标规模为2013 年和2015 年平均新增装机规模的58%。

陆上风电招标竞价机制设计

参与招标竞价的陆上风电项目，按照德国《联邦排放控制法》(BImSchG) 规定，需要履行项目审批手续的，应当在招标结束的三周(至少)之前履行审批手续，取得批准;同时报德国国家能源监管机构——联邦网络局下属的设备管理处登记备案。EEG 2017 规定，由居民自主运营的能源合作社可以直接参与招标，不需要提前履行项目审批手续;额定功率大于750 千瓦的陆上风电机组，招标成功后方可享有政府提供的专项补贴资金。

招标会在德国联邦网络局的组织下进行。德国联邦网络局通常在招标会开始8 周前发布招标公告，随即进行评标并发布评审意见，不接受项目备选方案。

招标人应按统一要求编制完整、严谨的招标文件，在招标文件中载明招标范围，并针对工程概况作详细描述，包括项目装机容量(单位：千瓦)和申报价格(单位：欧分/ 千瓦时;保留两位小数) 等事项。此外，按照EEG2017 附录中“选址标准参考”相关规定，陆上风电项目招标文件中，应对影响项目质量的各项因素进行分析，并予以说明。

通过密封递价招标的公开方式竞争性配置资源——投标人应当在招标文件要求提交投标文件的截止时间前，将投标文件单独密封后送达投标地点;投标人随投标文件一同递交给招标人每千瓦30 欧元(约合人民币224.1 元)的投标保证金，作为责任担保;中标人不得向他人转让中标项目;项目补贴专项资金的拨放只面向中标项目。

陆上风电项目投标细节

陆上风电项目投标人应依据EEG 2017附录中“选址参考标准”相关规定，选择若干风电场作为候选场址比较研究——使用EEG2017 的新版项目发电能力评估模型，基于项目的“应用价值”，在考虑项目享受20 年政府专项补贴资金的前提下，进行影响项目质量因素分析。

通过引入参考增益值(选定场址下机组发电量预估值与这一机型在EEG 2017 规定的选址参考标准下的发电量预估值的比值)，分析影响项目质量因素，即项目的“质量因子”(标准值为100%)。由于EEG 2017 的相关规定以项目质量因子为出发点，项目在运营一定周期后(5 年、10 年、15 年)可能产生一些变化。

按照EEG 2017 规定，项目正式并网发电后享受20 年政府专项补贴资金，而此前的补贴期限规定还包括项目的并网调试过程在内。除此之外，通过引入“调整因子”体现不同选址下的差异性，以方便招标人比较报价。如图1 所示，利用线性插值法，计算项目质量因子介于70% - 150% 时的调整因子数值(以10% 为单位增量)，由此实现报价水平的调整，并在全国范围内营造公平的竞争环境，引导风电开发重心转移。

为更符合当前风电机组运行实况，EEG2017 对“ 选址标准参考”作出明确规定——“利用瑞利分布模型拟合风速分布后，该选址距地面高度100 米处年平均风速达到6.45 米/ 秒;同时利用风廓线拟合幂律曲线, 得到整个测风高度的风切变指数为0.25。”

同时EEG 2017 规定，投标人在成功中标后，需在项目并网之前进行影响项目质量因素分析，并提供相关证明文件，之后方可获得享受政府专项补贴资金的资格。为此，投标人必须根据《FGW e.V. 风电机组技术导则》，将发电能力评估文件经认证专家评审后，提交至电网运营商。EEG 2017 还要求项目分别在投运后的第5 年、第10 年、第15 年，提交影响项目质量因素分析报告，同样需要经过专家评审。

项目在并网之前的发电量评估，即用净发电量扣除影响风电场实际出力的各个因素造成的电量减少数值——风电场发电量折减(折减因素包括尾流效应、技术可用性、实际发电量损失、强风引起的强湍流和相关法律规定)。同时，在项目投运后的第5 年、第10 年、第15 年进行此项估算时，需按照过去5 年的总上网电量计算，其中包括“非实际发电量”。

“非实际发电量”指以下各项电量数值的总和：

(1)技术局限因素造成的损失电量，在净发电量中占比超过2% ;

(2)受并网管理体系影响的限发电量;

(3)其他因素(如停机等)造成的未并网电量。

EEG 2017 规定，候选风电场在被确定为最终所选风电场后，其中标电价不得超过每千瓦时7 欧分(约合人民币0.53 元);2018 年1月1 日起，最高中标电价水平的确定，将取此前3 轮竞拍中最高投标电价的平均值，同时保留两位小数。

当投标价格相同时，招标人将依据招标规模定标。若有不同投标人报价和招标规模二者都相同的情况，招标人必要时可通过投票法定标，被推荐的中标候选人应获得多数评委的投票。

项目必须在中标后(招标人接受投标)的2 年内投运，否则将因此向电网运营商缴纳罚款。项目中标后24 个月、26 个月、28 个月之内未投运的，需要缴纳的罚款分别为每千瓦10欧元(约合人民币74.6 元)、每千瓦 20 欧元(约合人民币149.3 元)与每千瓦30 欧元(约合人民币224.1 元)。